X
2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”），提出推动新能源上网电量全面进入电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“机制电价”）。
2021年10月11日，国家发展改革委印发的《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号，以下简称“1439号文”）提出燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，136号文在此基础上推动新能源全面进入电力市场，将有望进一步推动优化能源转型背景下的电力市场设计。
随着新能源大规模入市，电力市场将迎来深刻变革，传统电源、新能源、新型经营主体都将面临新的机遇与挑战。
新能源全面入市会对电力市场产生哪些影响？对新能源以外的电源和电力用户来说，新能源全面入市意味着什么？136号文如何更好发挥预期作用？《南方能源观察》（以下简称“eo”）就此采访了国家能源集团技术经济研究院科研发展部副主任柴玮、中国宏观经济研究院市场与价格研究所研究员杨娟、中国人民大学应用经济学院能源经济系主任宋枫教授、远景能源电力市场战略总监胡高俊，供读者参考。
eo：136号文出台会对电力市场产生哪些影响？
柴玮：136号文出台之后，将实现发电侧80%左右的装机容量、接近80%的发电量以及用户侧80%左右的用电量进入市场。这三个80%表明我国绝大多数电量真正入市，标志着我国发用电计划和价格市场化取得质的飞跃和突破，为建设全国统一电力市场奠定了坚实基础，将推动电力市场建设进入“快车道”。
136号文提到“推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场”，将促使各地电力现货市场规则进行相应调整。日前市场将和中长期市场一样，回归“财务属性”的自愿市场，可靠性机组组合和日前市场分开，可靠性机组组合保障电力系统安全运行，日前市场可为市场参与者提供更多财务避险机会。
宋枫：136号文的重要意义不仅在于以市场化方式推动新能源可持续发展，更在于国家出台顶层设计，科学地完善了电力市场体系，推动电力市场建设更加适应新型电力系统。新能源市场化消纳面临的两个主要挑战：一是新能源投资收益下降、风险上升，降低投资积极性；二是电力市场供需的时间空间颗粒度更为重要，价格水平、结构都会发生较大变化，进而影响电力市场所有参与者。具体而言，由于新能源边际成本低、供给变化快，电能量市场批发价格平均水平下降、波动性上升；需要系统提供更多的灵活性，成本应该更加显性化和市场化；长期电力容量充足性可能面临不足。136号文通过机制电价为新能源可持续发展提高激励，同时通过完善现货市场与中长期市场价格机制，更好地实现了价格信号的引导作用，对各个省的电力市场建设方向提供了科学指导。
杨娟：交易电量的增加将推动电力市场建设，建立健全适应新型电力系统建设要求的市场体系。
136号文可以有力推动电力市场规则更加适应新型电力系统的特点，推动市场更好地反映灵活性资源价值，也能够更好地促进电力用户等需求侧资源参与市场，使市场建设和系统建设更加协调。
136号文将促进电力现货市场和中长期市场进一步协同和衔接，也会促进辅助服务市场提供灵活可靠信号，有效促进电能量市场、电容量市场、辅助服务市场协同建设，对跨省区交易会起到积极促进作用。
胡高俊：136号文推动新能源全面入市且明确“适当放宽现货市场限价”、对中长期“缩短交易周期、提高交易频次”。从现货试点省区经验看，大量边际成本低、波动性大的新能源入市参与交易，将拉低风光大发时段的价格，考虑到136号文明确放宽限价，现货价格整体走低、波动率放大是可预期的大概率结果。中长期价格也将逐步向现货价格收敛，整体电能量市场价格或将进一步走低。此外，中长期价格曲线的分时差异会更加显著，中长期价格简单区分峰平谷，甚至全天一个价的情况将越来越少。
跨省跨区交易方面，之前比较大的矛盾是送端省区的新能源在保障性收购下外送积极性不足。各省保障性收购政策逻辑和执行方式不一，增加了送受两端协调难度。136号文推动新能源全面入市且用机制电价统一政策逻辑，明确了“初期不再开展其他形式的差价结算”，车同轨书同文，将有效打破跨省跨区交易的省间壁垒。
新能源全面入市也意味着绿电的绿色环境溢价部分将通过绿证体现，而电能量部分将与其他电源同台竞技。
eo：136号文会对整个电力行业产生什么样的影响？
杨娟：136号文能更有效地引入竞争机制，促进市场充分竞争，进而推动新型电力系统建设。通过多元信号的引导，有助于解决当前电力系统建设过程中遇到的问题，例如，利用市场价格引导更多调节资源发挥作用，这将有利于新能源的消纳和有效利用。完善的市场机制将有助于提升整个行业的效率，并为国家能源转型及保障能源供应安全做出贡献，同时给相关企业创造积极预期。
电力市场的发展也将激励用户侧参与资源调节，促使用户从传统的被动消费模式转变为积极主动参与系统建设。此外，零售市场在连接批发市场和电力用户、匹配供需时间关系等方面的价值将得到进一步提升。
柴玮：在1439号文印发后136号文印发前，发电侧仅煤电上网电价全部由市场化方式形成，其他电源多数电量仍然执行政府定价。有的电源类型因为初期投资成本通过补贴等方式已基本回收，目前作为“低价电源”存在，例如早期投产的核电、水电等。必须寻求一套价格机制推动这类电源参与电力市场，探索在市场外对其收益进行调整，以实现既可以与其他类型电源公平竞争，又不会使其获得超额收益或普遍亏损。新能源电价改革的成功经验可为后续气电、核电、水电等电源的电价市场化改革开辟一条可行且有效的路径。
胡高俊：电能量价格整体下行可能影响各类电源从电能量市场中获得收益，因此对于第二增长曲线的需求会更加强烈。各类电源要更加关注容量电价、辅助服务市场，新能源也要关注从绿证市场获取收益的机会。
此外，新能源全面入市、现货价格上下限价差扩大、辅助服务收益多元化也为储能、虚拟电厂以及抽蓄、火电、可调节负荷等灵活性资源创造了更大盈利空间。
对新能源投资者而言，加速全额入市的同时多了机制电价这个稳定预期的工具，即将崩塌的财务模型“看到”了重建的可能，在电能量价格下跌背景下不至于失去投资信心。投资逻辑的重构，也将让新能源投资者从“资源争夺”转变到“能力竞争”，有更强动力去不断提升交易运营能力。
对电力用户而言，短期看不会有增加用电成本的压力，对有绿电长期需求的用户，过去因电价不确定性导致的PPA（长期购电协议）谈判僵局将被打破，机制电价为多年期合约定价提供锚定，将加速长周期交易落地。多年期购电协议有望以机制电价为基准上下浮动，解决过往“价格拉锯战”困局，支持钢铁、数据中心等高载能行业锁定多年绿电需求。
eo：136号文如何更好地发挥预期作用？对136号文在各地落地有何建议？
杨娟：136号文发布之后，建议各地结合本地新能源发展目标、电源结构与电力系统特点、电力市场建设情况等，进一步研究和细化本地交易规则。需设计合理的增量和存量衔接机制，注意统筹协调本地交易与跨省跨区交易关系，优化新能源本地消纳与外送之间的衔接，以更高效、更可控的方式落实国家的新能源发展目标。
宋枫：136号文是以市场化方式建设新型电力系统迈出的关键一步，最大的预期作用应该是让地方政府、各个市场参与方更加感受到能源产业发展中要“充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”的决心，也体会到改革红利。建立适应与促进新能源为主体的新型电力系统，需要处理好政府与市场之间的关系，真正做到“有效市场，有为政府”。一方面，构建电力有效市场首先要建立价格信号引导资源配置的信心，相信价格波动是资源稀缺性的反映，在发电和售电环节健全市场体系与市场化价格形成机制，减少政府对价格和交易过程的直接干预，杜绝政府直接把价格作为利益再分配的手段，回归价格信号引导资源配置的本意。另一方面，在促进电力系统向高比例新能源的新型电力系统转型中，既面临传统电力市场的市场力与垄断监管等传统市场失灵问题，又需要解决环境外部性、容量充足性不足等新的市场失灵，因此需要更好地发挥政府在电力发展规划、市场力监管、自然垄断监管、产业政策与利益协调等方面作用，实现“有为政府”与“有效市场”的有机结合，通过市场机制、政策激励和科学监管打出组合拳。
胡高俊：对136号文未明确的细节问题，各地实施方案应予以重点关注。具体而言，需考虑如何设定机制电价电量的初始规模，以及如何将现有模式与机制电价机制进行有效衔接。此外，还需探讨是否将负电价纳入机制电价电量计算，以及如何对不同年限、不同LCOE（平准化度电成本）的项目进行分类区分以确保“起跑线”尽可能一致等。
标签：南方能源观察,新能源,全面入市,新政影响
